孫雪峰

（中石化石油工程地球物理有限公司勝利分公司，山東 東營 257100）

0 引言

目前，油田經過多次開采后，黃土塬油田集輸管道輸送的原油，其中含水率達到90%以上，該地區(qū)原油中含有硫化氫、硫化物、二氧化碳等酸性物質，在較好的水環(huán)境中，管道內壁極易發(fā)生電化學腐蝕。隨著管道服役年限的增加，腐蝕加劇嚴重，進而導致管道泄露事故頻繁發(fā)生，不僅造成單位經濟損失，還破壞了生態(tài)環(huán)境，原油泄露問題急需解決。

本文針對黃土塬地區(qū)特殊的地理情況，根據多方調查分析，對集輸管道泄露提出針對性解決方案，解決采油廠實際需求。

1 黃土塬油田集輸管道現狀分析

從管道的完整性管理技術分析，管道信息從制造開始都要納入管道安全管理考慮的范疇，當前，由于長輸的管道建設標準統一，其管理規(guī)則，而油田集輸管道建設比較復雜，不能簡單復制完整性管理技術，集輸管道需要進行全面分析。集輸管道總結有以下幾個特點：

（1）集輸管道是由于采油站到集輸站的短距離輸送需求而建的，管道長度長短根據實際情況而定，管徑也根據出油率定，多數管線比較細小，管徑多在100mm內，井場越多，管線越多，按照一線一檔案，采油廠管理也很困難；

（2）鋪設路線沒有專業(yè)規(guī)劃，沒有考慮管道腐蝕及后續(xù)管理的難點，選擇比較短而快的地方，穿越道路沒有作特殊處理，道路下管線腐蝕嚴重，同溝鋪設較多，沒有同溝鋪設的距離限制，部分管道交叉鋪設，導致后期管道出現問題，查找管線非常困難；

（3）管線種類繁多，基礎資料沒有準確收集和保存，許多管線的鋼材型號及建設年份不準確，置信度低，導致后期檢測評價都沒有準確依據；

（4）管線輸出原油的成分、壓力、溫度等變化較大，由于多次開采，含水率變化較大，砂、藥不斷增加，冬天溫度低需要加熱爐進行供熱，導致輸油溫度高，管外溫度低，由于部分管道埋設標準低，凍土層的管道形成內外溫差大，因此在冬天，油田的管道破裂較多；

（5）黃土塬管道沿著山道而行，整體管線都是高低起伏變化的，管道需要加一定壓力才能運行，且管道內液體運行速度不一，對管道的沖刷作用不一樣；

當前內檢測主要技術是漏磁檢測，需要收發(fā)球筒裝置，而黃土塬地區(qū)管道高低起伏大，管徑小，曲率大，容易出現卡管，綜合以上因素，集輸管道內檢測條件很困難，費用昂貴，大部分集輸管道不適合漏磁檢測，當前的技術只能從管道外采用合適的方法管理管線。

2 集輸管道內腐蝕機理分析

集輸管道建設時期，管道內壁是涂有防腐涂層的，在運輸油氣的過程中，原油中含有重金屬等物質，在高低起伏的山體間運動，在高速湍流情況下，往往會發(fā)生沖刷，從而使內防腐層、鈍化膜脫落，加速某一位置的腐蝕。

管道腐蝕時刻都在發(fā)生，只是腐蝕快慢的節(jié)奏不一致。黃土塬上每一段腐蝕速率都不一致，哪一部位腐蝕速率較快。根據近幾年泄露的位置及截取的管段分析，管道主要腐蝕位置在管道的低洼處及管道向上爬坡段。

集輸管道內腐蝕因素分析，主要是管道的液體流態(tài)和成分兩方面。

2.1 體相態(tài)分析

管道內油不溶于水，油與水是分離的，液體流動主要是水帶動油流動，但采出的原油含有許多金屬等渣質，其重量遠大于水，會沉積于管道底部，水流較大的地方會沖刷流動，而到管道底部，當水的沖刷力小于金屬積液，積液長期與管壁接觸發(fā)生電化學反應，形成腐蝕重災區(qū)；在管道的頂端，液體流速減緩，且容易出現空氣聚集，濕潤的空氣提供較好的腐蝕環(huán)境，頂管壁長期腐蝕，內外溫度較大時，氣體膨脹壓力大，容易出現管道爆管；管道的沖刷力是在管壁上出現很高的剪切應力，在高速流動情況下，電化學作用與物理作用，剝離管壁，形成沖刷溝槽，危害也較大。

圖1 兩站之間的管線

2.2 液體成分

在上面的分析中液體流態(tài)屬于宏觀上分析，管壁的腐蝕是微腐蝕，在管道的某一位置，沉積的液體環(huán)境與管壁接觸，原油中含有CO2、H2S、Cl-、HCO3-及菌類等物質在重金屬等物質的聚集下在管道的某一位置形成穩(wěn)定的環(huán)境，長期腐蝕，形成腐蝕層、腐蝕坑。當腐蝕坑不斷加深，管道就很危險。

從上面的分析可以看出，管道內均有腐蝕，不同的管段腐蝕的嚴重程度不一樣，腐蝕比較嚴重的管段在管道低洼處與管道上沖段，其余部分腐蝕相對較小。從經濟投入和安全風險分析，先查找風險點，再排除隱患。我們在管道的低洼處及上升段進行檢測。在管道的外部確定某一段有問題有難度，而管段的某一點有問題非常困難，基于上面的分析，我們提出方案，逐步縮短管段的隱患范圍。根據泄露的管道切割位置，從高程變化及管道內流體含水量、流速、溫度、壓力等因素，模擬推導公式，確定管道腐蝕區(qū)域，縮小到幾十米的范圍內，再應用現代的導波技術檢測，發(fā)現腐蝕嚴重位置，進行開挖檢測，測量管道壁厚，進行分析計算剩余壽命，確定管道監(jiān)控、維修或更換。

3 應用效果

檢測管道為某采油站到集輸站的管道，管道為無縫鋼管，20#鋼材，外防腐層為黃夾克，長度為1.8km，管體規(guī)格為Φ89×4mm。

（1）當前管線檢測應用比較成熟的方案為，用管線儀DM連接厘米級GPS，通常采用網絡RTK模式，測量管線的精確位置及高程（如圖1所示），同時還能檢測管道外防腐的破損情況；

（2）將測量的數據輸入模擬導出的公式中，在兩站1.8km管道的230m（如圖2所示）、860m（如圖3所示）、1520m（如圖4所示）處進行探坑開挖，進行導波檢測；

圖2 管道230m處導波結果

表1 壁厚檢測位置

圖3 管道860m處導波結果

圖4 管道1520m處導波結果

（3）在隱患位置進行開挖，進行導波檢測，分析確定管道缺陷的精確位置，再開挖進行管道環(huán)向網格壁厚檢測，找到最小的壁厚（如表1所示），在以上三處導波分析發(fā)現，出現三處更嚴重的位置，進行開挖檢測測量壁厚如下。

通過以上分析，對管道進行剩余強度和剩余壽命分析，并給出合理的管道處理方案。

4 結語

管道完整性管理技術是管道全生命周期的管理，在國內管道建設復雜的環(huán)境下，完整性管理技術無法直接應用，針對性研究本地的管道要素，發(fā)展合適的檢測管理方法，解決采油廠的當務之急很有必要。通過不斷風險分析，聚焦管道隱患位置，應用現有的檢測技術，找到管道腐蝕最嚴重的地方，進行密切監(jiān)控或補強，也是一種管道過程中一個階段。